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Conto economico1

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass. Var. %
96.617 Ricavi della gestione caratteristica 107.690 127.220 19.530 18,1
967 Altri ricavi e proventi 926 1.546 620 67,0
(73.202) Costi operativi (83.199) (100.021) (16.822) (20,2)
246 di cui (oneri) proventi non ricorrenti (69)
131 Altri proventi e oneri operativi 171 (158) (329) ..
(9.031) Ammortamenti e svalutazioni (8.785) (13.561) (4.776) (54,4)
15.482 Utile operativo 16.803 15.026 (1.777) (10,6)
(749) Proventi (oneri) finanziari (1.146) (1.307) (161) (14,0)
1.112 Proventi netti su partecipazioni 2.123 2.881 758 35,7
15.845 Utile prima delle imposte 17.780 16.600 (1.180) (6,6)
(8.581) Imposte sul reddito (9.903) (11.659) (1.756) (17,7)
54,2 Tax rate (%) 55,7 70,2 14,5
7.264 Utile netto - continuing operations 7.877 4.941 (2.936) (37,3)
119 Utile netto - discontinued operations (74) 3.732 3.806 ..
7.383 Utile netto 7.803 8.673 870 11,1
di competenza:
6.318 Eni: 6.860 7.788 928 13,5
6.252 - continuing operations 6.902 4.198 (2.704) (39,2)
66 - discontinued operations (42) 3.590 3.632 ..
1.065 Interessenze di terzi: 943 885 (58) (6,2)
1.012 - continuing operations 975 743 (232) (23,8)
53 - discontinued operations (32) 142 174 ..
  1. Gli IFRS prevedono che nel caso delle “discontinued operations” gli utili e le perdite attribuite alle attività in fase di dismissione e di conseguenza alle “continuing operations” sono quelli derivanti dalle transazioni con controparti terze rispetto al Gruppo. Pertanto, tale modalità di rappresentazione non è indicativa dei risultati di Snam e delle continuing operations come entità indipendenti a se stanti, soprattutto in presenza di significative transazioni intercompany, con riferimento sia ai reporting period illustrati nella presente Relazione finanziaria annuale sia a futuri reporting period. Per una rappresentazione dei risultati di Snam e delle continuing operations con la valorizzazione dei rapporti reciproci si rinvia alla segment information riportata nel paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted”.

Utile netto

Nel 2012, l’utile netto di competenza degli azionisti Eni delle continuing operations di €4.198 milioni è diminuito di €2.704 milioni rispetto all’anno 2011, pari al 39,2%.

Tale riduzione è dovuta al minore utile operativo di €1.777 milioni su cui hanno inciso svalutazioni di immobilizzazioni materiali e immateriali di €4.029 milioni (€1.031 milioni nel 2011) rilevate principalmente nei business Mercato gas e raffinazione, le cui prospettive reddituali sono penalizzate dalla contrazione del ciclo economico europeo. Inoltre hanno inciso le maggiori imposte sul reddito di €1.756 milioni dovute alla maggiore incidenza sull’utile imponibile consolidato della Divisione Exploration & Production soggetta ad aliquote particolarmente elevate e la svalutazione di €1.030 milioni delle attività per imposte anticipate relative alla gestione italiana, valutate non più recuperabili a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri in Italia e del deconsolidamento di Snam che preclude dal 2012 la compensazione con i redditi imponibili delle controllate italiane. Il saldo negativo oneri finanziari e su cambi netti evidenzia un incremento (-€161 milioni) dovuto principalmente a revisioni di stima negative di alcuni fondi rischi per effetto della riduzione dei tassi.

In positivo la gestione partecipazioni (+€758 milioni) influenzata dalle plusvalenze da rivalutazione e cessione della Galp, compreso il provento della transazione Galp-Petrogal, per complessivi €2,08 miliardi, parzialmente assorbite dai minori risultati delle collegate, svalutazioni di partecipazioni (€156 milioni), nonché la circostanza che nel 2011 erano state realizzate importanti plusvalenze sulla cessione delle partecipazioni nelle società del trasporto internazionale del gas (€1.044 milioni).

L’utile netto di competenza degli azionisti Eni che include il contributo delle discontinued operations è stato di €7.788 milioni, con un incremento di €928 milioni (+13,5% rispetto al 2011). Il risultato delle discontinued operations riflette, oltre alla gestione di Snam fino alla data della perdita del controllo, la plusvalenza sulla cessione del 30% meno un’azione di Snam a Cassa Depositi e Prestiti per €2.019 milioni e la rivalutazione ai valori di mercato della partecipazione residua per €1.451 milioni (complessivamente €3.425 milioni al netto del relativo effetto fiscale).

Utile netto adjusted

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass. Var. %
6.252 Utile netto di competenza azionisti Eni - continuing operations 6.902 4.198 (2.704) (39,2)
(610) Eliminazione (utile) perdita di magazzino (724) (23)
1.128 Esclusione special item 760 2.953
di cui:
(246) - oneri (proventi) non ricorrenti 69
1.374 - altri special item 691 2.953
6.770 Utile netto adjusted di competenza azionisti Eni - continuing operations (a) 6.938 7.128 190 2,7
  1. Per la definizione e la riconduzione dell’utile netto “adjusted” che esclude gli utili (perdite) di magazzino e gli special item, v. il paragrafo “Riconduzione dell’utile operativo e dell’utile netto a quelli adjusted”

L’utile netto adjusted di competenza degli azionisti Eni delle continuing operations è stato di €7.128 milioni con un aumento di €190 milioni rispetto al 2011, pari al 2,7% che si eleva al 7,6% escludendo il contributo di Snam che corrisponde all’utile sulle transazioni di Snam con il Gruppo Eni incluso nelle continuing operations in base all’IFRS 5. Tale performance riflette il miglioramento dei settori Exploration & Production e downstream, parzialmente compensato dai minori proventi su partecipazione e dalla maggiore incidenza fiscale della Divisione Exploration & Production soggetta ad aliquote fiscali più elevate e dalla svalutazione d’imposte differite attive delle società italiane che, benché non ripetitive, non sono state classificate come special item (circa €230 milioni).

L’utile netto adjusted è ottenuto escludendo l’utile di magazzino di €23 milioni e gli special item costituiti da oneri netti di €2.953 milioni, determinando una rettifica positiva di €2.930 milioni.

Gli special item dell’utile operativo da continuing operations di €4.744 milioni si riferiscono principalmente a:

  1. svalutazioni di goodwill e altri asset intangibili da acquisizioni e immobilizzazioni materiali per €4.029 milioni rilevate principalmente nel Mercato gas e nell’attività Refining a causa della perdurante debolezza del quadro congiunturale europeo, volatilità dei prezzi/margini delle commodity e pressione competitiva. Sulla base di tali driver, il management ha ridimensionato in misura importante le prospettive di redditività degli asset interessati adeguando i valori di libro ai minori valori d’uso in sede di impairment review. Svalutazioni di minore entità hanno riguardato proprietà oil&gas nel settore Exploration & Production a causa di revisioni negative delle riserve e dello scenario prezzi, e linee di business marginali prive di prospettive di reddito nella Chimica;
  2. costi e accantonamenti straordinari al fondo rischi e oneri di €945 milioni relativi principalmente a revisioni del prezzo del gas sulla base di contratti di acquisto di lunga durata, considerati special item in quanto relativi a periodi contrattuali di price revision ormai conclusi e a volumi non di competenza dell’esercizio, tra questi in particolare quelli relativi al lodo arbitrale con GasTerra;
  3. la riclassifica nell’utile operativo delle differenze e dei derivati su cambi diversi da quelli relativi alla gestione finanziaria, in particolare i derivati su cambi posti in essere per la gestione del rischio di cambio implicito nelle formule prezzo delle commodity relativi alla gestione commerciale e non finanziaria (un onere di €79 milioni);
  4. accantonamenti per oneri di incentivazione all’esodo (€64 milioni) e oneri ambientali (€63 milioni);
  5. la plusvalenza sulla cessione del 10% dell’interessenza Eni nel giacimento Karachaganak alla controparte di Stato kazakha KazMunaiGas nell’ambito del settlement agreement (€343 milioni).

Gli special item non operativi comprendono:

  1. le plusvalenze Galp sulla cessione del 9% (€311 milioni) realizzate in due distinte transazioni (il 5% a luglio con il socio Amorim BV e il 4% a novembre sul mercato), sulla rivalutazione (€865 milioni) e sul provento del primo trimestre (€835 milioni) dovuto a un aumento di capitale di Petrogal controllata dalla stessa Galp, sottoscritto dalla società Sinopec con un apporto in denaro superiore al valore di libro dell’interessenza acquisita;
  2. la svalutazione di attività per imposte anticipate relative alla gestione italiana (nei limiti dell’ammontare relativo ai saldi iniziali pari a circa €800 milioni della svalutazione complessiva di €1.030 milioni) valutate non più recuperabili a causa del ridimensionamento dei redditi imponibili futuri in Italia e del deconsolidamento di Snam che preclude dal 2012 la compensazione con i redditi imponibili delle controllate italiane.

L’analisi dell’utile netto adjusted da continuing operations per settore di attività è riportata nella seguente tabella:

2010 (€ milioni) 2011 2012 Var. ass. Var. %
5.609 Exploration & Production 6.865 7.425 560 8,2
1.267 Gas & Power 252 473 221 87,7
(56) Refining & Marketing (264) (179) 85 32,2
(73) Chimica (206) (395) (189) (91,7)
994 Ingegneria & Costruzioni 1.098 1.109 11 1,0
(216) Altre attività (225) (247) (22) (9,8)
(867) Corporate e società finanziarie (753) (976) (223) (29,6)
1.124 Effetto eliminazione utili interni e altre elisioni di consolidato (a) 1.146 661 (485)
7.782 Utile netto adjusted - continuing operations 7.913 7.871 (42) (0,5)
di competenza:
1.012 - interessenze di terzi 975 743 (232) (23,8)
6.770 - azionisti Eni 6.938 7.128 190 2,7
  1. Gli utili interni riguardano gli utili sulle cessioni intragruppo di prodotti, servizi e beni materiali e immateriali esistenti a fine periodo nel patrimonio dell’impresa acquirente.

I risultati di Eni sono stati realizzati in uno scenario caratterizzato da un prezzo di riferimento del Brent di 111,58 $/barile sostanzialmente in linea rispetto al 2011. Il mercato del gas è stato caratterizzato dalla debolezza della domanda a causa della recessione economica nell’eurozona, mentre l’offerta si è confermata abbondante con mercati spot continentali molto liquidi. La competizione sul pricing ha continuato ad essere intensa tenuto conto degli obblighi minimi di prelievo dei contratti di approvvigionamento take-or-pay e delle ridotte opportunità di vendita. In aumento il prezzo spot del gas in Europa che registra un incremento del 5% rispetto ai valori del 2011; tale incremento non ha comportato un miglioramento dei margini di commercializzazione del gas Eni a causa dell’elevato costo oil-linked dell’approvvigionato e della pressione competitiva. I margini di raffinazione, pur evidenziando un trend in ripresa rispetto al 2011 (TRC Brent a 4,83 $/barile, +2,77 $/barile), sono rimasti su livelli non remunerativi in un quadro di estrema volatilità a causa della debolezza della domanda di carburanti su cui ha inciso la recessione economica, eccesso di capacità ed elevati costi della carica petrolifera con l’ulteriore effetto trascinamento sui costi delle utility energetiche di stabilimento. Inoltre le lavorazioni complesse sono state penalizzate dal restringimento del differenziale tra greggi leggeri e pesanti. I risultati dell’esercizio hanno beneficiato dell’apprezzamento del dollaro rispetto all’euro (+7,7%).

2010 2011 2012 Var. %
79,47 Prezzo medio del greggio Brent dated (a) 111,27 111,58 0,3
1,327 Cambio medio EUR/USD (b) 1,392 1,285 (7,7)
59,89 Prezzo medio in euro del greggio Brent dated 79,94 86,83 8,6
2,66 Margini europei medi di raffinazione (c) 2,06 4,83 ..
3,47 Margine di raffinazione Brent/Ural (c) 2,90 4,94 70,3
2,00 Margini europei medi di raffinazione in euro 1,48 3,76 ..
6,56 Prezzo gas NBP (d) 9,03 9,48 5,0
0,8 Euribor - euro a tre mesi (%) 1,4 0,6 (57,1)
0,3 Libor - dollaro a tre mesi (%) 0,3 0,4 33,3
  1. In USD per barile. Fonte: Platt’s Oilgram.
  2. Fonte: BCE.
  3. In USD per barile FOB Mediterraneo greggio Brent. Elaborazione Eni su dati Platt’s Oilgram.
  4. In USD per milioni di btu. Fonte: Platt’s Oilgram.

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